Infoskriv

Til: Omsetjingskonsesjonærar med inntektsramme

Frå:

Seksjon for økonomisk

regulering .

Ansvarleg: Tore Langset

Dato:

Saksnr.: NVE 201500380-10

Arkiv:

Kopi:

Infoskriv ETØ-4/2015 Om utrekning av inntektsrammer og

kostnadsnorm for 2016

I dette rundskrivet viser vi korleis inntektsramma vert utrekna for 2016. Fleire endringar er gjort

sidan inntektsramma for 2015. Desse endringane er skrive om i NVE si oppsummering av høyringane

– NVE-rapport 110/2015 og 111/2015. Kva føresetnadar og utrekningar som ligg til grunn for

referanserenta, kraftpris og KPI står til slutt i skrivet.

Om utrekninga av inntektsrammene

Nettselskapa sine årlege inntektsrammer vert fastsett etter forskrift av 11.3.1999 nr. 302 om

økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettverksemda og tariffar (kontrollforskrifta).

Av denne følgjer det at inntektsramma skal utreknas etter følgjande formel:

*6,04,0 ttt KKIR

IRt er inntektsramme i år t. Kt er kostnadsgrunnlaget for det enkelte nettselskap. K*t er kostnadsnorma

for selskapet som er eit resultat av samanliknande analysar av selskapa basert på data frå år t-2, og

som inkluderer KILE-kostnadar.

Formelen for kostnadsgrunnlaget, Kt i formelen over, ser slik ut:

NVEttttt

tt

t

ttt rAKGAVSPNT

KPI

KPIKILE

lønKPI

lønKPIDVK

22222

DV står for drift- og vedlikehaldskostnadar, og er inklusive utbetalingar til kundar ved svært

langvarige avbrot og individuelle KILE-avtaler. KILE gjeld ordinær KILE med unntak av individuelle

KILE-avtaler. KPI står for konsumprisindeksen. DV er justert for KPI-løn1 medan KILE er justert for

ordinær KPI2. NT er overføringstap (i MWh), og P er referansepris på kraft. AVS står for avskrivingar,

AKG er avkastningsgrunnlag (inkludert 1 % for arbeidskapital) og r er referanserenta.

1 Tabell 03363, ssb.no

2 Tabell 03014, ssb.no

Side 2

Inflasjonsjusterte pensjonskostnadar inngår som eit gjennomsnitt for perioden 2010-2014 i

kostnadsgrunnlaget for 2016 på følgjande måte: For kvart år i perioden 2010-2013 inngår eit

gjennomsnitt av åra 2007-2013 (dvs. at alle dei fire åra er like). 2014 er dermed det einaste året som

gjer at gjennomsnittet avviker frå snittet for 2007-2013.

På NVE sine nettsider finn du også eit eige notat med rettleiing til korleis selskapa sin økonomiske og

tekniske rapportering i eRapp vert nytta i kostnadsgrunnlaget og kostnadsnorma. Der viser vi mellom

anna kva postar i eRapp dei ulike elementa i kostnadsgrunnlaget kjem frå.

Om utrekninga av kostnadsnormene, K*

Kostnadsnormene vert rekna ut i to trinn: DEA og regresjonsanalyse. I DEA vert forholdet mellom

nettselskapa sine oppgåver og kostnadar for 2014 målt mot gjennomsnittlege kostnadar og oppgåver

for perioden 2010-2014. Dei totale kostnadane er summen av DV, KILE, avskrivingar, nettap og

avkastning på bokført kapital. Vi reknar ut nettapskostnaden ved å multiplisere det fysiske nettapet

med eit volumvekta gjennomsnitt av systemprisen på NordPool for 2014. Vidare ligg NVE-renta for

2014 til grunn for avkastninga på bokført kapital.

Meirkostnadane for nettselskapa som er pålagt ansvar for kraftsystemutreiingar eller KDS vert heldt

utanfor kostnadane i DEA. I tillegg vert nettapskostnadane haldne utanfor DEA i

regionalnettsanalysane. I distribusjonsnettet vert det rekna ut ein normkostnad for anlegg i

grensesnittet opp mot regionalnettet, og denne trekkast frå kostnadane i DEA. Normkostnaden er

rekna ut med utgangspunkt i det oppdaterte vektsystemet. Det er den vekta verdien som vert trekt frå

selskapets totalkostnad, dette fører til at prisen per eining grensesnitt er lik 1.

Om trinn 2

DEA-analysane vert korrigert for ulike typar rammevilkår i trinn 2. Eit selskap vil få ein justering av

sitt DEA-resultat om selskapet har andre rammevilkår enn sitt mønsterselskap. Om selskapet har

lettare rammevilkår enn mønsterselskapet, vil vi justere DEA-resultatet ned, og motsett. Parametrane i

korrigeringa er eit resultat av regresjonsanalyse. Resultata frå desse er vist i tabell 4 og 5.

Tabell 1: Kostnadsnormmodell for distribusjonsnett.

Trinn 1 – DEA- modell Forkorting

Sum kilometer høgspentnett d_hs

Sum nettstasjonar d_ns

Sum abonnement d_ab

Trinn 2 – regresjoner

Jordkabeldel dr_hsjordand

Del av luftlinjer i barskog med høy og særs høy bonitet dr_s4

Geo 1: Helning, småkraft og del av luftlinjer i løvskog dr_geo1

Geo 2: (Referansevind / kystavstand), sum øyer og sjøkabeldel dr_geo2

Side 3

Geo 3: Snø, mørketid, islast og temperatur dr_geo3

Tabell 2: Kostnadsnormmodell for regionalnett.

Trinn 1 – DEA- modell Forkorting

Vekta verdi luftlinjer inkl. merking av luftfartshinder r_vluft

Vekta verdi jordkablar r_vjord

Vekta verdi sjøkablar r_vsjo

Vekta verdi grensesnitt: transformatorer, avgangar og kompenseringsanlegg r_vgrs

Trinn 2 – regresjonar

Geo 3R: Helning og skog med høy og særs høy bonitet rr_geo3

Faktoranalyse

NVE nyttar faktoranalyse for å finne dei samansette geografiindeksane i dei to modellane.

Faktoranalyse er eit samleord for statistiske metodar som analyserar samvariasjon mellom variablar.

Slike analysar vert blant anna brukt for å redusere lineært korrelerte variablar. Vi har nytta principal

component analysis (PCA), der det vert produsert ein faktor som utnyttar variasjonen i dei

underliggande enkeltvariablane.

I tabell 3 viser vi koeffsientane som variablane er vekta saman med i kvar geografiindeks.

Tabell 3: Oversikt over samansetjing av geografiindeksane.

Geo1 «Fjellbekk» Koeffisient

Helning, dr_he1 0,1669

Lauvskog, dr_s7 6,4956

Småkraft, dr_skysz 1172,03

Konstant -2,605

Geo2 «ØyVind» Koeffisient

Vind dividert med avstand til kyst, dr_vr2_k2lukk 0,877

Sum øyer , dr_aeoy1sz 3760,4

Sjøkabeldel, dr_hssjoand 12,27

Konstant -0,653

Geo3 «Frost» Koeffisient

Gjennomsnittleg nedbør som snø, dr_snog .0043948

Mørketid, breddegrad >= 65,9 , dr_brgrad_gjsn .3986929

Gjennomsnittleg islast, dr_is_gjsn .0179278

Gjennomsnittleg årsmiddeltemperatur (negativ), dr_tempneg .2557401

Side 4

Konstant -27.30691

Geo3R «HelSkog» Koeffisient

Samlea skog , rr_s12 4.606543

Helning , rr_he1 .1860345

Konstant -3.26167

Trinn 2 koeffsientar

Selskap som kan karakteriserast som uteliggjar er ikkje med i trinn 2-regresjonen. I tabell 4 og 5 viser

vi resultata frå regresjonsanalysane i trinn 2.

Tabell 4: Resultat frå trinn 2-modell for distribusjonsnett.

Tabell 5: Resultat frå trinn 2-modell for regionalnett

_cons .7759361 .0134646 57.63 0.000 .7492577 .8026144

dm_dr_Geo3 -.0110042 .0069744 -1.58 0.117 -.0248231 .0028147

dm_dr_Geo2 -.0522185 .0083613 -6.25 0.000 -.0687853 -.0356516

dm_dr_Geo1 -.0323466 .0062372 -5.19 0.000 -.0447049 -.0199883

dm_dr_s4 -.3647767 .1038325 -3.51 0.001 -.5705075 -.1590459

dm_dr_hsjordand -.2800983 .0729212 -3.84 0.000 -.4245823 -.1356142

d_score_bs100 Coef. Std. Err. t P>|t| [95% Conf. Interval]

Total 1.65593354 117 .014153278 Root MSE = .09163

Adj R-squared = 0.4068

Residual .940343759 112 .008395926 R-squared = 0.4321

Model .71558978 5 .143117956 Prob > F = 0.0000

F( 5, 112) = 17.05

Source SS df MS Number of obs = 118

> if aar==curr_aar-1 & d_til2trinn==1 & dr_out==0

. regress d_score_bs100 dm_dr_hsjordand dm_dr_s4 dm_dr_Geo1 dm_dr_Geo2 dm_dr_Geo3 ///

_ c o n s . 7 3 0 7 1 1 7 . 0 2 2 8 1 0 2 3 2 . 0 3 0 . 0 0 0 . 6 8 4 4 5 0 5 . 7 7 6 9 7 3

d m _ r r _ G e o 3 - . 0 6 5 6 3 1 5 . 0 2 1 1 3 4 4 - 3 . 1 1 0 . 0 0 4 - . 1 0 8 4 9 4 1 - . 0 2 2 7 6 8 9

r _ s c o r e _ ~ 1 0 0 C o e f . S t d . E r r . t P > | t | [ 9 5 % C o n f . I n t e r v a l ]

T o t a l . 8 5 8 5 3 6 7 0 9 3 7 . 0 2 3 2 0 3 6 9 5 R o o t M S E = . 1 3 7 1 5

A d j R - s q u a r e d = 0 . 1 8 9 4

R e s i d u a l . 6 7 7 1 4 3 3 0 7 3 6 . 0 1 8 8 0 9 5 3 6 R - s q u a r e d = 0 . 2 1 1 3

M o d e l . 1 8 1 3 9 3 4 0 2 1 . 1 8 1 3 9 3 4 0 2 P r o b > F = 0 . 0 0 3 7

F ( 1 , 3 6 ) = 9 . 6 4

S o u r c e S S d f M S N u m b e r o f o b s = 3 8

. r e g r e s s r _ s c o r e _ b s 1 0 0 d m _ r r _ G e o 3 i f r _ t i l 2 t r i n n = = 1 & a a r = = c u r r _ a a r - 1 & r r _ o u t = = 0

Side 5

Når endelege inntektsrammar for 2016 skal vedtakast vil geografiindeksane og trinn 2 verte oppdatert

basert på eventuelle endringar i grunnlagsdata. Faktoranalysane inneheld hovudsakeleg geografiske

data, men også data for småkraft og kablar inngår i rammevilkårsvariablane.

Oppdatert vektsystem i regionalnettet

Frå og med 2016 er det implementert eit nytt vektsystem i kostnadsnormen for regionalnettet. Eit

komplett sett av nye vekter for luftlinjer, jordkablar, sjøkablar og stasjonar er etablert. Dei største

endringane er knytt til ein ny stasjonsvariabel som inneheld eit eige element for infrastruktur og bygg,

samt eit tillegg for meirkostnadar knytt til driftskontroll.

Merking av luftfartshindre

I regionalnettsmodellen vert det korrigert for luftfartshindre. Som følgje av det nye vektsystemet er

vektene for merking av luftfartshindre oppdatert til 2013-kroner. Ingen andre justeringar er føreteke.

Nokre selskap kan ha fått endra sine vekta verdiar pga. oppdatert informasjon om nettanlegg.

Kriterier for DEA-analysane

NVE nyttar hovudsakeleg to typar særhandsaming: Å halde nettselskap utanfor evaluering i DEA eller

å evaluere selskapet i eigen modell. I tillegg er det nokre selskap som vert evaluert i DEA i

regionalnettsanalysa, men som ikkje får definere fronten for andre selskap.

Selskap som ikkje vert evaluert i DEA

Selskap med 0 i definert oppgåvemengde eller med store endringar i data frå år til år vert heldt utafor

evaluering i DEA. I 2016 gjeld dette totalt sju selskap.

Selskap som vert evaluert i eigen modell

Selskap med færre enn 500 abonnementet eller mindre enn 100 km høgspentnett i distribusjonsnettet,

og selskap med mindre total oppgåve enn 4 000 eller har 0 km luftlinjer i regionalnettet, vert evaluert i

ein alternativ kostnadsnormmodell. Desse selskapa vert målt mot sitt eiget historiske gjennomsnitt.

Totalt 31 selskap vert evaluert med denne modellen i 2016.

Selskap som ikkje får definere front i DEA-modellen i regionalnett

Selskap som får definere fronten i regionalnettsmodellen må ha ein total kostnad (basert på femårig

gjennomsnitt) til DEA på minimum 15 millionar kroner. Selskap som vert frontselskap utan dette

kriteriet vert teke ut og evaluert i ein separat DEA-modell slik at selskapet ikkje påverkar andre

selskaps DEA-resultat.

Selskap med ein gjennomsnittleg totalkostnad på under 7 millionar kroner og som ikkje vert

frontselskap vert inkludert i den ordinære DEA-modellen, men ikkje i trinn 2.

Selskap med ein gjennomsnittleg totalkostnad på mellom 7 og 15 millionar kroner og som ikkje vert

frontselskap får vert inkludert i den ordinære DEA-modellen og i trinn 2-regresjonen. Dette gjev eit

breiare datagrunnlag og betre estimat på kva rammevilkåra viser.

13 selskap får ikkje definere front eller inngå i trinn 2 i regionalnettsmodellen for 2016.

NVE har publisert ei excel-bok på internett som viser kva selskap som vert evaluert på dei ulike

måtane.

Side 6

Re-kalibrering av avvik mellom faktisk kostnadsgrunnlag for 2014 og kostnadsgrunnlag frå

vedtak 2014

Det vert nytta KPI-justerte 2012-kostnadar som eit estimat på forventa kostandar for 2014 i

inntektsramma for 2014. På same måte som tidlegare vil difor inntektsramma for 2016 verte re-

kalibrert for avviket mellom bransjen sine samla faktiske kostnadar i 2014 og kostnadsgrunnlaget som

vart nytta i vedtaket om inntektsrammer for 2014. Tillegg for arbeidsgivaravgift er inkludert i

inntektsrammegrunnlaget for 2014.

Korrigeringa kjem to år forsinka, og det er difor lagt til ei rente for 2014 og 2015. For 2014 er NVE-

renta nytta, og anslag på NVE-renta for 2015 er på 6,26 %.

Bransjen sitt faktiske kostnadsgrunnlag er mykje høgare enn kostnadsgrunnlaget som låg til grunn for

inntektsrammene for 2014.

Side 7

Referanserente, referansepris på kraft, systempris til DEA og inflasjon

Referanserenta

Referanserenta for 2016

Rentemodellen ser slik ut:

풓 = (ퟏ − 푮) ×푹풇 + 푰풏풇풍 + 휷풆 ×푴푷

ퟏ − 풔+ 푮 × (푺풘풂풑 + 푲푷)

G: fast gjeldsdel fastsatt til 60 prosent

Rf: fast nøytral realrente fastsatt til 2,5 prosent

Infl: årleg justering for inflasjon berekna som gjennomsnittet av faktisk inflasjon dei to siste år

basert på KPI og anslag for inflasjon dei to neste åra. Alle tall publisert av SSB. Om berekna

gjennomsnitt er negativt, vert det sett til null.

βe: eigenkapitalbeta fastsatt til 0,875

MP: fast marknadspremie fastsatt til 5 prosent

Swap: årleg gjennomsnitt av 5-årig swaprente hos to av dei største bankane i Noreg

KP: årleg gjennomsnittlig bransjespesifikk kredittrisikopremie, som kjem frå spreaden mellom 5-

årige kraftobligasjonar og 5-årige swaprenter berekna av to av dei største bankane i Noreg.

Kraftobligasjonane skal høyre til kraftselskap med ein rating på minimum BBB+

s: skattesats lik gjeldande skattesats for nettselskap

Inflasjon (KPI-vekst), swaprente og kredittpåslag må estimerast for 2016.

Inflasjon setjast med bakgrunn i eit gjennomsnitt av faktisk inflasjon dei to siste åra og anslag for dei

to neste åra. For 2016 vil det vere eit gjennomsnitt av åra 2015, 2016, 2017 og 2018. Til varsel om

inntektsramme for 2016 er ingen av desse parametrane kjende. SSB har anslege ein inflasjon på 2,1 %

i 2015, 2,9 % i 2016, 2 % i 2017 og 1,8 % i 2018. Desse anslaga vart sist oppdatert i september 2015.

Gjennomsnittleg inflasjon for åra 2015 vert då 2,2 %.

For å estimere swaprenta for 2016 nyttar NVE dei nyaste data. Vi meiner at desse gir det beste biletet

på kva man forventar at swaprenta skal liggje på i framtida og ein vil uansett ikkje treffe på kva renta

for 2016 faktisk vert. NVE har brukt swaprenta frå Nordea og DNB per 30. september 2015, på 1,28

%. Til samanlikning var gjennomsnittleg swaprente i perioden jan-sep 2015 på 1,49 %.

Vi brukar same tilnærming som for swaprenta til å estimere kredittpåslaget for 2016: Kredittpåslaget

frå Nordea og DNB per 24. september 2015 var på 1,08 %. Det gjennomsnittlege kredittpåslaget for

perioden jan-sep 2015 var 0,6 %. Kredittpåslaget har auka gjennom året.

Per 1. desember har NVE sjekka med bankane at nivået på swaprenta og kredittpåslaget ikkje har

endra seg vesentleg sidan slutten av september.

Side 8

Skattesatsen i referanserenta skal vere lik selskapsskatten fastsatt i Stortinget sitt årlege skattevedtak. I

Statsbudsjettet for 2016 er eit forslag å endre denne satsen frå 27 til 25 prosent. Sidan dette ikkje er

vedteke, nyttar vi 27 prosent i varsla referanserente.

Basert på desse estimerte storleikene får vi ein referanserente for 2016 før skatt på 6,39 %.

Referanserente for 2015

Det vert lagt til renter for 2014 og 2015 på avviket mellom kostnadsgrunnlaget som låg til grunn for

inntektsramma for 2014 og dei faktiske kostnadane i 2014. Renta for 2014 var på 6,61 %. Renta for

2015 er enno ikkje kjend, men vi har estimert ho med bakgrunn i data for perioden jan-sep 2015:

Månadlege snitt 2015 SWAP

Kreditt-påslag

Sep 1,23 0,94

Aug 1,32 0,63

Jul 1,41 0,61

Jun 1,50 0,54

Mai 1,75 0,51

Apr 1,76 0,51

Mar 1,64 0,52

Feb 1,43 0,53

Jan 1,41 0,53 Gjennomsnitt jan-sep 1,49 0,60

Estimert referanserente 6,26

Referansepris på kraft

I følgje kontrollforskrifta skal det som årleg referansepris på kraft nyttast ein volumveid månadspris

lagt til eit påslag på 11 MOK/MWh. Månadspris er gjennomsnittleg aktuell lokal områdepris frå

marknadsplasskonsesjonæren.

Den endelege prisen er ikkje kjend før etter utgongen av 2016, og difor må vi estimere denne no. NVE

brukar forwardpriser for 2016 som eit estimat for referanseprisen. I estimatet ligg kvartalsvise

systempriser for 2016 til grunn. Det vil ikkje vere mogleg å predikere framtidige områdepriser fordi

ein ikkje har informasjon om flaskehalsar og andre førehald i kraftsystemet som er av avgjerd for

områdeprisene.

NVE har brukt kvartals-forwardpriser for 2016 (ENOQ1-4 – 2016) slik dei er notert per 1.12.2015.

Desse vert så vekta saman med kvartalsvis forbruk, der det nyttast eit snitt for brutto forbruk per

kvartal i alminneleg forsyning for 2002-2014.

Dette gjev følgjande resultat:

Forwardkontrakt

Pris per 1.12.2015, Euro/MWh

Pris per 1.12.2015, NOK/MWh

Syst.pris inkl. påslag Vekt Vekta pris

1. kvartal ENOQ1-15 23,05 212,06 223,06 0,32 71,38

Side 9

2. kvartal ENOQ2-15 18,15 166,98 177,98 0,21 37,18

3. kvartal ENOQ3-15 16,78 154,38 165,38 0,18 29,52

4. kvartal ENOQ4-15 22,3 205,16 216,16 0,29 63,26

201,33

1 Euro = 9,2 NOK per 1.12.2015

NVE legger difor til grunn ein referansepris på kraft på 201,33 kr/MWh, inkludert påslag på 11

kr/MWh, i varsel om inntektsrammer for 2016.

Inflasjonsjustering

KPI

I inntektsramma for 2016 brukar vi konsumprisindeksen (KPI) for 2016 og 2014, KPI2016/KPI2014, for

inflasjonsjustering av KILE og normen knytt til grensesnittet i distribusjonsnett. KPI for 2016 er ikkje

kjend ved varsel om inntektsramme for 2016, og må difor estimerast. KPI totalindeks vert nytta.

KPI for 2014: 136,9

KPI for 2015: 139,7 (basert på SSB-prognoser for KPI-vekst i 2015 på 2,1%)

KPI for 2016: 143,8 (basert på SSB-prognoser for KPI-vekst i 2016 på 2,9 %)

NVE brukar ein estimert KPI for 2016 på 143,8.

Prisjustering av drift- og vedlikehaldskostnadar (KPI-løn)

I inntektsramma for 2016 brukar vi prisindeksen «Andre tenestar med arbeidsløn som dominerande

prisfaktor3» (vidare kalla KPI-løn) for 2016 og 2014, KPI-løn2016/KPI-løn2014, for inflasjonsjustering av

drift- og vedlikehaldskostnadar (DV) samt utreiingskostnadar. KPI-løn er ikkje kjend ved varsel om

inntektsramme for 2016, og må difor estimerast. NVE meiner at SSB si prognose for utvikling i

årsløn4 gjeve det beste estimatet på utviklinga i KPI-løn.

KPI-løn for 2014: 209,5

KPI-løn for 2015: 215,4 (basert på SSB prognoser for vekst i årslønn i 2015 på 2,8%)

KPI-løn for 2016: 221,6 (basert på SSB prognoser for vekst i årslønn i 2016 på 2,9 %)

NVE brukar estimert KPI-lønn for 2016 på 221,6.

Systemprisen for 2014

Nettapskostnaden for 2014 som nyttast i dei samanliknande analysane for distribusjonsnettet er basert

på systemprisen for kraft for 2014 hos Nord Pool Spot AS.

I dette varselet har NVE brukt månadlege systempriser for 2014 og vekta dei med månadleg

bruttoforbruk i alminneleg forsyning. Dette gjeve følgjande resultat:

3https://www.ssb.no/statistikkbanken/SelectVarVal/Define.asp?MainTable=KPILevAar&KortNavnWeb=kpi&P

Language=0&checked=true 4 http://www.ssb.no/nasjonalregnskap-og-konjunkturer/artikler-og-publikasjoner/arbeidsledigheten-mot-en-topp-

i-2016?tabell=239895

Side 10

2014

Elspot månadlege

priser

Bruttoforbruk i alminnelig forsyning

Vekta forbruk Vekta pris

jan 282,05 10665 0,12 33,80

feb 253,25 8756 0,10 24,92

mars 221,87 8844 0,10 22,05

apr 210,68 7235 0,08 17,13

mai 214,77 6334 0,07 15,29

juni 206,93 5244 0,06 12,19

juli 239,36 4863 0,05 13,08

aug 264,91 5297 0,06 15,77

sep 285,73 5811 0,07 18,66

okt 253,67 7447 0,08 21,23

nov 253,67 8464 0,10 24,13

des 284,91 10027 0,11 32,10

Sum 2014 88987 1

Vekta gjennomsnittleg systempris 2013 250,35

Systempris inkl. tillegg på 11 NOK 261,35

NVE vil difor leggje til grunn ein systempris på kraft for 2014, lagt til eit påslag på 11 NOK/MWh, på

261,35 kr/MWh i varsel om inntektsrammer for 2016.